113) Resumen del RENMAD HIDRÓGENO 2024
113) Resumen del RENMAD HIDRÓGENO 2024
El 24 y 25 de enero tuve el privilegio de asistir de manera presencial al evento que ATA Insights organizó en Zaragoza de “Renmad hidrógeno 2024” con mis compañeros de Sener (Jesús María Lata, Chief Technical Engineer. Para los que no le conozcáis, es el dueño de la patente del diseño del mecanismo del campo retráctil del estadio de futbol Santiago Bernabéu, y actual director técnico del IPCEI Hy2Tech, donde estamos inmersos en la optimización del balance de planta de grandes plantas de electrólisis y el desarrollo tecnológico de la tecnología aniónica. (Resumiendo, un fuera de serie absoluto), Nora Castañeda, Hydrogen Business Manager y Alfonso Corbella, del equipo de desarrollo de negocio de hidrógeno).
En este análisis les resumiré lo que a mi juicio fue lo más interesante de los 2 días del congreso “Renmad Hidrógeno 2024”. Espero que os resulte útil a todos los lectores del canal, más si cabe, tratándose de un congreso de pago ;)
La apertura institucional del IV congreso de Renmad corrió a cargo de Mar Vaquero, vicepresidenta segunda y consejera de Economía, Empleo e Industria del Gobierno de Aragón, hizo mención de que Aragón quiere ser un actor relevante en la transición energética y no estar encasillado en ser un mero exportado de energía renovable. Según el informe anual de Red Eléctrica de España (REE), el 77,4% de la generación de energía en Aragón durante 2021 provino de recursos renovables (mayoritariamente eólica), cosa que me quedo palpable al acudir en coche al evento. La región quiere ir lograr un hueco en el suministro de equipos industriales para ir hacia el alto valor añadido.
El primer bloque del día fue sobre “Marco regulatorio: de la visión europea a la local” donde participó Pilar Sanchez, subdirectora Adjunta de Hidrocarburos y Nuevos Combustibles, MITECO. Como todos sabréis, durante el segundo semestre del año pasado bajo la presidencia española en Europa, se publicaron varias normativas claves del sector como REDIII, Refuel Aviation, ReFuel Maritime…
A nivel nacional, destacó la nueva actualización del borrador del PNIEC donde se establecen 11 GW de electrolisis para 2030, cabe resaltar que en la hoja de ruta del hidrógeno de 2020 el objetivo era 4 GW. A su vez, explicó varias de las modificaciones que se dieron en los últimos años como el marco regulatorio canalizaciones aisladas y líneas directas (RD- Ley 6/2022) y RD-LEY 18/202), la Exención de cargos eléctricos para electrolizadores (Orden TED/1312/2022) o la habilitación a Enagás GTS como gestor provisional de la red troncal de H₂, (RD-ley 8/2023).
Por último y como dato relevante, del PERTE ERHAS se han adjudicado 536 M€ del total que se iba a destinar 1.555 M€. Al hilo del Banco Europeo de Hidrógeno, si las propuestas de España no salen adjudicadas de la subasta de hidrógeno, habrá instrumentos españoles que ayuden a esas propuestas rechazadas, aunque no específico en que modalidad.
Para cerrar el bloque, la moderadora Belén Gallego, CEO de ATA Insights, le preguntó si observaba a los consumidores de hidrógeno más relajado ante la bajada de precios del gas natural, ante lo que Pilar indicó la normativa tiene ciertos umbrales mínimo de sustitución de hidrógeno gris establecidos (Hoja de ruta se estableció 25%) o por ejemplo, en el Programa Pioneros se establece un compromiso de uso de H₂ del 30%.
El primer panel de discusión denominado “De la regulación a la oportunidad: Entiende el impacto del nuevo marco regulatorio en la creación de una cadena de valor sostenible de H₂ renovable” fue moderado por Esperanza Montero, Manager of Government Relations for Southern Europe de Carburos metálicos.
Carburos metálicos es una filial de Air Productor, mayor productor de hidrógeno a nivel mundial.
Bajo su punto de vista, el hecho de crearse el Green Deal antes del covid fue el detonante para la irrupción del hidrógeno. El hidrógeno opta a abandonar su pasado como gas industrial y aparecer como una solución a la descarbonización de muchos sectores. Me hizo mucha gracia cuando consideró que el título del panel debería de ser “De la oportunidad hacia la regulación” y no al revés.
Nevin Alija, Vice-Chair Distribution Committee de Eurogas (Asociación europea del gas que representa los intereses de más de 95 asociados en Bruselas) remarcó que, para el hidrógeno, al igual que el gas natural, se separan la figura de los transportistas y distribuidores. A su vez, destacó que las distribuidoras no participan en el “Network development plan” del sector.
Jose Maria Llopis, Managing director Spain and Wind Europe de Smartenergy indicó que el mercado actual de hidrógeno no existe y que existe un hueco entre la voluntad de compra de H₂ y el precio que los productores son capaces de ofrecer.
Posteriormente describió el RED III, donde incidió correlación temporal en un inicio mensual hasta inicios de 2030, pero después horaria, cosa que afectará a los activos porque el factor de utilización del electrolizador bajará y subirá el LCOH.
También valoró el principio de adicionalidad de 36 meses y la necesidad de una misma biding zone. Entre las exenciones de tener que seguir el REDIII, destacó que los países nórdicos y Francia pueden verse beneficiados por el umbral mínimo de <18 grCO₂ / MJ, y la exención vinculada a una penetración de las energías renovables en el mix energético mayor al 90%. Bajo su punto de vista, Portugal y Italia iban a lograr la exención antes de España, cosa que sería devastador, porque estaríamos rodeados por países que podrían tener la etiqueta de hidrógeno renovable antes que nosotros.
Por otra parte, opinaba que el Banco Europeo de Hidrógeno puede ayudar, pero que no deja de ser una prueba piloto y que la “Option service” que disponen los países miembros para complementar las ayudar de la subasta pueden ser una gran opción. Siendo Alemania el primer país que va a destinar 350 M€ extras a los 800 M€ de la primera subasta que Europa ha destinado del Fondo de Innovación de la UE.
Naiara Ortiz, secretaria general de SEDIGAS, considera que tras 50 años del sector del gas en España necesita una actualización en la regulación. Hace dos años cuando entró el paquete del gas e hidrógeno, se diferenciaban el Gas natural, gases renovables (biogás, biometano, hidrógeno y gases sintéticos) y gases bajos en carbono (redu.70%). Por su parte, consideró que los incentivos fiscales pueden ser interesantes de articular.
David Diez, socio del despacho de abogados de la firma Watson, Farley & Williams (para quien no lo conozca ayudan a los clientes con tramitación, acuerdos entre inversores o a navegar entre la normativa compleja).
David destacó que una red eléctrica descarbonziada será clave y que la mejor forma de crear demanda es crear un mercado por obligación.
Cosa que suscribo, porque considero que las empresas son entes que se ajustan de manera natural a las leyes de cada territorio, y la imposición de % de combustibles renovables o sustituciones de hidrógeno gris por renovable, son una manera de asegurarte un despegue del mercado. Aunque soy consciente que puede a lastrar la competitividad de la compañía, cosa nada deseable en estos momentos de competencia feroz.
Pedro Fernández, especialista senior de regulación de AELEC (Asociación de Empresas de Energía Eléctrica) recordó que para una descarbonización efectiva el camino más sencillo y eficiente es la electrificación. Aunque, sí que veía recorrido al hidrógeno para cubrir necesidades de alta temperatura, sector marítimo o aviación. A su vez, destacó que España tiene un potencial renovable y una disponibilidad de suelo importante (España es el segundo país con mayor superficie de la Unión Europea con 505.400 km², solamente detrás de Francia 643.800 km². Dijo algo que estamos alineado ambos, compite contra algo fósil y barato, es normal que el precio no encaje hoy en día.
La primera Presentación individual corrió de la mano de Álvaro Pérez Ramírez, consultor senior de AFRY bajo el título de “Análisis e impacto del marco regulatorio en la configuración de proyectos de hidrógeno conectados a red”. El análisis que expuso 3 casos de operación de producción de hidrógeno que entrasen en vigor en 2030: a) Sin conexión a red, b) Con conexión para hacer RFNBO (combustibles renovables de origen no biológico) y c) conexión a red para LOW carbon.
En primer lugar, hay que recordar que según indican los actos delegados, la producción de hidrógeno RNFBO deben reducir las emisiones +70% y emplear energía renovable. En cambio, el “Low Carbon” tiene asociada el mismo % de reducción de emisiones, pero la energía no tiene por qué ser renovable.
En resumen, el análisis indica que la conexión a red reduce sustancialmente la necesidad de energía renovable dedicada, así como, el almacenamiento necesario. Concluyendo que se pueden obtener un precio final de hidrógeno 30% menor en ambas configuraciones conectadas a red, respecto a sin conexión.
El segundo panel de discusión “Examen de los requisitos de tramitación y sistemas de certificación para proyectos de hidrógeno renovable” fue moderado por Mercedes Sanz Millán, responsable del departamento de consultoría y formación, Fundación Hidrógeno Aragón.
Nerea Chacartegui Moya, directora Desarrollo de Enagás GTS, destacó que en mayo de 2022 el Gobierno estatal designó a Enagás GTS como entidad transitoria responsable del Sistemas de Garantías de Origen (GdOs) de biogás, biometano e hidrógeno renovable. Actualmente, existen 135 usuarios en la plataforma, y en diciembre 2023 se dio de alta primera planta de hidrógeno, y durante el año 2024 entraran otras 3 plantas de producción de hidrógeno que se encuentran inmersas en auditorias.
Ignacio Grangel, Socio de CMS, remarcó que los proyectos se están reorientado al realismo para tratar de garantizar el éxito. Dentro de su exposición describió que 8 comunidades autonomías disponen de mecanismos específicos agilizar los proyectos de este estilo. Por poner un ejemplo, habló de la Unidad Aceleradora de Proyectos de Andalucía, compuesta por funcionarios del cuerpo de la administración con competencias en la materia, que ayudan a una tramitación más ágil para evitar que los proyectos se encallen. Muy interesante y lo desconocía la verdad.
Jaume Prat Duran, responsable del departamento de sostenibilidad ambiental de Dekra, recalcó que los promotores pueden agilizar los trámites incluyendo la tramitación ambiental desde el inicio. A su vez, destacó la complejidad actual, ya que, existen normativas específicas para el electrolizador, almacenamiento, conductos…
Por último, incidió que España es un país con una emergencia climática casi crónica, y avisó que 10 MW de electrolisis pueden llegar a consumir 25.000 m³ de agua al año, que no son consumos excepcionalmente alto, pero que es aportar más tensión hídrica a las zonas expuestas.
Después del café Javier Garcia Fernandez, Policy Officer, Directorate General for Climate Action (DG CLIMA) de la Comisión Europea intervino para describir el Banco Europeo del Hidrógeno como acelerador en el crecimiento del mercado del hidrógeno.
Los proyectos que se presenten a la primera subasta de hidrógeno deben tener más de 5 MW de capacidad de electrolisis, entrar en operación en un plazo inferior a 5 años, disponer de un precio del hidrógeno menor a 4,5€/kg H₂ y tener firmado un compromiso con el consumidor final del 60% a través de un MoU.
La subasta cerrará el 8 de febrero de 2024, y para finales de marzo se conocerán los resultados de los ganadores. Posteriormente, se harán publico cierta información de los adjudicatarios como son el nombre del proyecto, capacidad de electrolisis, volumen de hidrógeno… Para evitar filtraciones, no se subcontratará la ejecución de la subasta. Sobre las propuestas excluidas, se aportan datos anónimos para disponer información de mercado real y conocer sobre que rango anda la demanda. Bajo su punto de vista, las propuestas ubicadas en hub de hidrógeno es posible que dispongan de una mayor ventaja al no tener que incluir en el precio final del hidrógeno infraestructura de transporte.
A su vez, adelanto que es posible que tras la 1º subasta haya lecciones aprendidas, y se acuerden unos nuevos términos de la subasta. De esa manera, tener una nueva subasta antes de final de año 2024.
Tras ello, Santiago González, jefe del departamento de hidrógeno renovable de Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), participó en una charla con Belén Gallego sobre “Ayudas públicas al H₂ renovable en España: Camino hacia una economía climáticamente neutra “. En dicha charla hizo un repaso del estado actual de las ayudas que se han otorgado, destacando el apetito inversor porque se han solicitado 2.457 M€ y se han concedido 496 M€. Como podéis comprobar estamos hablando de casi 5x la subvención otorgada.
Análogamente, mencionó que en la segunda convocatoria de Pioneros se han financiado 12 proyectos con una capacidad instalada de electrolisis de 309 MW, habiendo crecido la tecnología PEM respecto a la primera convocatoria, dado muy curioso la verdad. A su vez, ha aumentado +60% la generación renovable asociada a los proyectos financiados.
Después, Jose Maria Llopis ha realizado una presentación individual en nombre de SmartEnergy denominada “Estrategia de desarrollo de proyectos de hidrógeno renovable para su financiación: estudios de caso en España y Portugal”.
En primer lugar, comenzó la ponencia analizando el crecimiento anual de las energías renovables. La energía eólica en la primera década de los 2000 creció anualmente 19%, y en la segunda década al 9%. Análogamente, la solar en la primera década de los 2000 creció anualmente 60 %, y en la segunda década al 15%. Lo que deja claro, que el crecimiento se modera cuanto mayor es la penetración de la tecnología.
El hidrógeno necesitaría un crecimiento sostenido anual de 75% de CAGR para alcanzar los objetivos. ¡Reto mayúsculo!
Posteriormente explicó un proyecto que están desarrollando para el sector cerámico de Valencia, que tiene un consumo gas natural de 16.000 GWh y emite 3,2 MTn CO₂, (3% del total de España). En una primera fase tienen previsto producir 15K Tn H₂/año para descarbonizar el sector cerámico. Por la parte de Portugal, describió los 3 proyecto de hidrógeno y derivados que tienen en Portugal (Lisboa, Averio y Oporto) donde fabricaran SAF.
El siguiente panel de discusión tuvo carácter financiero con nombre “Lecciones prácticas para la financiación de proyectos de H₂ renovable”.
Pablo Pérez-Montero, Global Head of Sustainable Finance & ESG Advisory CIB de CaixaBank, destacó que desde el sector bancario observan dos barreras (franqueables). La primera de ellas, poca fiabilidad técnica en la producción de electrolisis. La segunda, la poca garantía de la línea de ingresos una vez en operación el proyecto.
Pablo consideraba que la ley puede ser el mecanismo más eficaz para crear una demanda. Y que las grandes empresas cuentan con ventaja porque la escala es relevante para tener acceso al financiamiento, buen asesoramiento técnico y disponer de una garantía corporativa sólida. El hidrógeno en proximidad tiene ventaja porque minimiza costes y consecuentemente reduce el riesgo.
David Esteban Guitard, VP EMEA & Mexico de Atlantica Sustainable Infraestructre, remarcó que la caída de precios del gas natural ha bajado las expectativas del hidrógeno, la cual tacho de burbuja. Antes todos hablan de precios del hidrógeno por debajo de 3€/kg H₂ para 2030, sin embargo, hoy en día, los más optimista hablan de 5€/kg H₂ para 2030. David comprende el miedo de los posibles consumidores de hidrógeno por la pérdida de competitividad que le puede suponer la adopción del hidrógeno.
Dorian de Kermadec, Head of Cleantech Advisory de BBVA, destacó que proyectos de derivados como metanol en terminales portuarias les aporta una mayor tranquilidad, porque son consciente que el producto se venderá en el mercado internacional debido al REFuel Maritime. Los bancos son conscientes que el talento técnico es fundamental para lograr los objetivos de los proyectos, y eso les da garantías a la hora de financiar proyectos. Dorian resaltó que hoy en día el hidrógeno verde no es competitivo y Punto.
En el siguiente bloque tras la comida, arrancó con “Comprende la demanda actual y futura de H₂ renovable en los planes de descarbonización de las industrias intensivas” fue moderada por Myriam Barba Martínez-Laya, ESG Advisory & Sustainable Finance CIB de CaixaBank.
En primer lugar, participó Gonzalo Fernández Ozalla, director de Proyectos Industriales de Fertiberia, compañía que consume 160K Tn H₂/año. Para que tengáis un orden de magnitud se trata entre el 20-25% del consumo de hidrógeno gris de España. Fertiberia emplea gas natural mediante el SMR para la obtención del hidrógeno gris, que posteriormente emplea de materia prima para la fabricación de amoníaco. El nitrógeno del amoníaco es clave para ello, porque es la base de los fertilizantes nitrogenado. Recordar a los lectores que las plantas viven del ciclo del nitrógeno y desafortunadamente no pueden emplear el nitrógeno (N₂) del aire, sino que tiene que ser en forma de compuesto (urea, sulfato de amonio, nitrato de amonio, MAP y DAP…).
Fertiberia, cuenta con 2 plantas de amoníaco en España (Puertollano y Palos de la Frontera) que consume 6 TWh de gas natural. El sector de fertilizantes es considerado de alto riesgo de fuga de carbono, y por ello, es estratégico para ellos descarbonizarse. Lo que unió para hablar sobre el proyecto de Iberdrola de Puertollano (20 MW ELY para fabricar amoníaco verde) que comenzó a construirse en plena pandemia (2021). Y que han suministrado fertilizantes verdes a la empresa cervecera Heineken para descarbonizar la cebada (cervezas que pudieron ser consumidas en el evento de manera gratuita para quien quisiese) o Pepsico con patatas entre otros.
Destacó que cuanto más básico es un producto, más impacto tiene el fertilizante, y más se animan a atacar las emisiones de los fertilizantes.
Aporto una frase demoledora, bajo mi punto de vista, la descarbonización de las empresas se mueve más para cumplir con la Responsabilidad Social Corporativa (RSC) que por la motivación de los clientes finales.
Ester Jara Pascual, Energy and Sustainability director de Megasa participó dentro del panel, ya que, Megasa es un grupo siderúrgico gallego de origen familiar y son susceptibles de que el hidrógeno sustituya al gas natural en su proceso. Las acerías con arcos eléctricos funden la chatarra a 1.000 ºC mediante corriente eléctrica, y tras ello, en los trenes de laminación le dan la forma final al acero.
Al tratarse de otro sector en riesgo alto de fuga de carbono y, por ende, estar en riesgo de deslocalización de la actividad, le asignan ciertos derechos de emisión gratuitos. Hecho que se verá modificado cuando entre en vigor el CBMA (Carbon Border Adjustment Mechanism).
Ester destacó que a veces, las compañías industriales no pueden aumentar la potencia de conexión en los centros productivos porque la red está saturada y están resolviendo trámites para la conexión de almacenamiento o proyectos de hidrógeno.
Ignacio Machimbarrena Gutierrez, Chief Innovation Officer de Cementos Molins expuso el punto de vista de una cementera. La compañía genera 1,2 MTn de CO₂, del que 200KTn son de origen biogénico. Que según entendí empleaban el 60% de gases renovables hoy en día, y quieren alcanzar el 90%. Porque son conscientes que con la entrada del CBAM y la retirada de la asignación gratuita de derecho de emisión tendrán que descarbonizarse. Aunque gran parte de las emisiones provienen de la calcinación de la piedra caliza, que transforma los carbonatos en óxidos de calcio y emite CO₂.
En esta ocasión la Presentación Individual corrió a cargo de Oscar Ruiz Martinez, Principal Engineer - Integrity Management & Hydrogen Repurposing Consultant de Rosen Group, sobre “Soluciones para el repurposing de ductos al hidrógeno – Síntesis de proyectos internacionales”.
El acero se fragiliza en presencia de hidrógeno, lo que deriva en una menor ductilidad y empeora la tenacidad a la factura. Por lo que tenemos que ir caso por caso a la hora de reacondicionar, porque los materiales involucrados y su estado será diferente.
Oscar destacó varios problemas ocurridos debido al desconocimiento al tratar con gaseoductos. Entre los que voy a destacar por su gravedad, el corrimiento de tierras que desplazó un gaseoducto y que, durante las labores de acondicionamiento de las tierras con la excavadora, se produjo una explosión falleciendo el operario.
En el siguiente panel de discusión dedicado a la movilidad, “El futuro del hidrógeno renovable en transporte terrestre y marítimo en el marco del paquete de medidas Fit For 55” fue moderado por Enrique Diaz Moreno, delegado de la Asociación Española del Transportista (AET) en Navarra y Rioja, Asociación Española de Transporte.
Miguel Ángel Alonso, director de ingeniería y fondos NextGen de Alsa, compañía de autobuses con 28.000 vehículos circulando a diario en el grupo, 20.000 de ellos en USA, 2.000 en UK y el resto entre península ibérica (3.200 en España), Marruecos y Suiza. En España Alsa dispone de 3.200 vehículos, y en total en España hay 64.000 autocares.
La normativa indica que el 90% de los autobuses que se vendan sean 0 emisiones en 2030 (el 100% que se vendan en 2035). En la categoría de urbanos la medida de emisiones se realiza en el tubo de escape, por lo que sólo vale, EV y pila de combustible de hidrógeno. Para ellos, la operativa el hidrógeno es más similar al diésel, por la recarga rápida y la autonomía más amplia respecto al vehículo eléctrico. Aunque hoy en día el Total Cost of Ownership (TOC) de los vehículos de hidrógeno es más alto.
Javier Cervera, responsable de Transición Energética de Balearia, compañía naviera que opera 37 ferries. De ellos 11, funcionan con GLP desde hace 8 años. Javier ha mencionado que el fabricante Man será el primero en probar motores de amoníaco en barcos, y que actualmente, existen 500 barcos con motores de gas natural, que podrían usar metano sintético.
Javier destacó que las navieras buscan disponer de dualidad en lo que respecta al combustible de uso, para de esa manera no disponer peligro de suministro. A su vez, también comentó que se ha botado recientemente un barco eléctrico con batería de litio entre Ibiza y Formentera, que emplea 3 motores pequeños para cargar la batería cuando está en mar abierto. Dado que existen cada vez más restricción de emisiones en las cercanías del puerto.
Santos Núñez del Campo, responsable Corporativo de Sostenibilidad y Medio Ambiente de RENFE, ha destacado que el sector del ferrocarril está muy electrificado, siendo el principal consumidor del país de energía renovable (2,5 TWh/año de energía renovable, que corresponde al 4% de la energía generada del país). El ferrocarril debería ser más usado, porque es el más sostenible de los modos de transporte, más si cabe, cuando el transporte genera aproximadamente el 30% de las emisiones de CO₂ de España.
En el sector ferroviario, solamente, la tracción de diésel tiene que descarbonizarse, y el hidrógeno hoy en día no es una tecnología madura para ir sola. De hecho, los proyecto donde se emplea hidrógeno en trenes siempre va hibridada, con baterías eléctricas. Por otra parte, mencionó algo que fue una sorpresa para mí, España es el 2º país más montañoso de Europa, después de Suiza. Cosa que le condiciona al hidrógeno por la potencia extra que necesitas a parte de la tracción en las pendientes ascendentes.
En el último panel de discusión del día denominado “Análisis del papel de las hidrolineras en el suministro y adopción del H2 renovable a gran escala” fue moderado por Clara Arpa, CEO de ARPA.
Narciso Prieto, Desarrollo de Negocio Country Manager España de ATAWEY, empresa que cuenta con 30 estaciones de hidrolineras en Francia. Bajo su punto de vista, en los programas de ayudas que el IDEA ha lanzado como, por ejemplo, Pioneros 2, casi que penaliza el tema de las hidrogeneras en los proyectos porque está más vinculado al uso industrial del hidrógeno. Y destacó que era
Júlia Romeu, H2 for Mobility & H2 for Power Product Manager de Carburos Metálicos, ha destacadó que el hidrógeno ya ha dejado de ser un gas industrial y poco a poco está entrando en movilidad. No será tarea sencilla, pero la hoja de ruta de hidrógeno marcaba que deberíamos de disponer de 150 hidrogenera, objetivo parece que irrealizable, sabiendo que solamente disponemos de 5 hoy en día. Una de ellas (y de hecho pública), operadas por Carburos metálicos en Tarragona.
Eugenia Sillero, secretaria general de Gasnam – Neutral Transport, mencionó algo de lo que todos somos muy conscientes, que el transporte es la asignatura pendiente de la descarbonización, muy dependiente de combustibles fósiles. El reglamento de transporte de pesado está tratando de establecer el objetivo vinculante de 45% de los camiones y autobuses tienen que ser 0 emisiones para 2030.
Raúl Marqués Gimeno, Ingeniero de Proyectos de Hidrógeno de Diverxia, resaltó que hoy en día apenas se usa hidrógeno en transporte, por lo que antes de la finalización de la década alcanzar cuota de mercado de 5% parece harto complicado. Lanzo la pregunta de que se harán con la flota de diésel… ¿tirar? Por otra parte, consideró que el aumento en la presión de almacenamiento es muy caro y que tiene un gran impacto en los dispensadores.
A la noche, se entregaron los premios “Renmad Hidrógeno 2024”, en los que estaba entre los finalistas en la categoría de “Personalidad de Hidrógeno renovable del año”, pero desgraciadamente el premio lo acabo ganando Rosa Sanchez Torres de Bequinor. ¡Una lástima, y desde aquí aprovecho para felicitarla!
Como he comentado al inicio al menos, tuve la alegría de que Sener lograse el galardón a la innovación en proyecto de hidrógeno. Porque la verdad, somos una ingeniería atípica, ya que realizamos innovación dentro de la casa, cosa que nos permite ser referencia para muchos clientes.
El segundo día del evento comenzó con “Estrategia y liderazgo en H₂ renovable: cómo crear un mercado comercialmente viable y competitivo en la Península Ibérica” moderado por Mercy Renterias, National Business Development Hydrogen and CCUS, Endress+Hauser Group en la sala del hidrógeno. Paralelamente había una sala de biometano, que no pude acudir.
La primera encargada de participar fue Marta Margarit, presidenta del Consejo de Administración de Enagás Renovable, quien destacó que están desarrollando 15 proyectos de hidrógeno, todos ellos en valles de hidrógeno. De hecho, el proyecto estrella hasta la fecha para ellos es Green Hysland de Mallorca.
Alan Ripa, CEO de Accionaplug, describió el proyecto de Sanguesa que ha sido premiado con la máxima puntuación en el Programa de Pioneros 2 y logrando una subvención de 15 M€. El proyecto consta con 25 MW de electrolisis PEM, y con una producción de 4KTn H₂/año para operar en 2026.
La Joint Venture creada entre Acciona y Plug Power, es una simbiosis que les permite disponer de un trato preferencial con Plug en tema económico y plazos de cara al electrolizador, y Acciona al tener una cartera de energías renovables que les suministre PPAs verde a un precio más competitivo.
Alan destacó que pueden llegar a hacer hasta 3 PPAs distintos para obtener una carga base de 8.200 h que permita la operación del electrolizador en un factor de carga muy alto y lograr un precio de hidrógeno competitivo.
Ana Quelhas, Managing director for Hydrogen de EDP Renewables, mencionó una cosa que tiene mucha razón, hoy en día los proyectos de hidrógeno son “First of a Kind”, y el modelo de negocio no es competitivo (aún con ayudas), y menos sin compromiso firme de los offtaker.
A su vez, consideraba que en Estados Unidos el IRA es más sencillo de aplicar, que la regulación europea, ya que, es un beneficio fiscal, que sabes que, si cumples los criterios, te dan el dinero y listo. Por otra parte, considera que el Banco de Inversiones Europeo no será representativo en esta primera subasta ya que los proyectos tendrán precios muy bajos, no tienen expectativas de ganar (aunque enviarán propuesta).
Silvia Sanjoaquín Vives, New Businesses director de Naturgy, considera fundamental elegir proyectos que se puedan escalar, a medida que el mercado vaya madurando. A su vez, destacó que los 11 GW que menciona el borrador del PNIEC para 2030, tienen que llevar asociado 30 GW de energía renovables mínimo, y eso es una barbaridad. Más si cabe, con lo que tardan los desarrolladores de proyectos de energías renovables hoy en día.
En el primer caso de estudio, Iban Molina, director hidrógeno verde de Iberdrola, habló sobre la Planta de Puertollano y los aprendizajes en la construcción y operación de una planta de producción de H₂ renovable. Aunque Iberdrola tenga el foco en la descarbonización del sector eléctrico y las redes inteligentes, es consciente que un 20% de la demanda no se electrificará. Para 2030 quieren tener 3GW de electrolisis y 350.000 Tn H₂ verde.
Para quien no conozca el proyecto de Puertollano, Iberdrola tiene una plana de hidrógeno de 20 MW (16 stack de Nel de 1,25 MW cada uno) embebido dentro de las instalaciones de Fertiberia. Asociado a ello, un parque solar de 100 MW con una producción anual de 156 GWh y almacenamiento de 20 MWh mediante baterías (aparte, de conexión a red). Cabe destacar que disponen de un centro de control en remoto, con capacidad de adaptación de 2 segundos frente a intermitencia de radiación solar. Por último, nos enseñó un video de todo el proceso de construcción de 15 meses muy chulo, donde se podía ver la obra completa. También expuso brevemente otros proyectos de Iberdrola en el campo de hidrógeno renovable y derivados, como la hidrogenera de Barcelona, entre otros.
El siguiente panel de discusión iba sobre “Escucha los desafíos a los que se enfrentan los principales sectores industriales en la implementación del hidrógeno renovable” moderado por Carmen Bartolomé, director of Circular Economy Group del centro tecnológico CIRCE,
Sergio García Gallardo, CCUS Project Manager de Holcim, ha resaltado que el 60% de las emisiones de una cementera están asociadas al proceso productivo. La calcinación de la caliza emite dióxido de carbono. Entre las estrategias que se valoran ellos para tener una fábrica NetZero en 2029 son las siguiente: Combustibles alternativos (residuos de otra industria, por ejemplo), biomásicos particularmente, usar materias primas descarbonatadas o reformular materiales, pero manteniendo propiedades, ya que las prestaciones que esperan los clientes deben de ser inalterables.
David Sanchez Garcia, Head of Innovation and Venture Building de Gonvarri, trabaja en una empresa de transformación de acero, donde compran bobinas de acero para procesarlas internamente y venderlas para que otro las estampen. Según indicó su huella de carbono está al 95% en el Scope 3, cosa que está fuera de su control.
Dejo una nota positiva, ya que el sector de la automoción está empezando a estar dispuesto a pagar el precio del acero verde (15-20% más caro respecto al acero convencional). Ya que, los coches al tener un precio elevado, supone menos de un 1% del coste final, y, por lo tanto, muy asumible.
Manuel Acuña González, Energy and Utilites Manager de Verallia (Empresa de vidrio), comentó que el sector es muy intensivo en gas natural debido a los hornos donde se funde la pasta de vidrio. Las temperaturas de proceso alcanzan los 1.500 ºC y el calor se transmite por radiación. Por lo que, la combustión del hidrógeno tiene sus retos al disponer de una llama de menor emisividad. Lo que complica la transferencia de calor dentro de la bóveda del horno. Manuel indicó que los hornos se cambian cada 15 años, por lo que son decisiones estratégicas, y que hoy en día, tienen miedo, ya que, la combustión de hidrógeno genera más vapor de agua que perjudica los materiales refractarios del horno.
En el siguiente caso práctico, Patxi Sarasola, Strategic Account Manager de AVEVA (Filial de Schneider Electric) habló sobre “Plantas H2V nativas digitales - Aprende cómo crear un gemelo digital”.
Los gemelos digitales, son una representación virtual de la planta (de manera muy fidedigna) y tiene que recoger la información de los equipos de ingeniería de procesos, toda la información de diseño de ingeniería y todo el know how del equipo de operaciones. Lo que permite definir variables a analizar como eficiencia de operación, reducción de costes, consumo de materias primas…
Por poner un ejemplo de uso, ThysenKrupp en su planta de 88 MW Hydro-Qubeec están apoyándose en el Software de AVEVA, con la cual quieren lograr una ventaja competitiva para poder explotar al mayor rendimiento posible.
Análogamente, AVEVA dispone de un software de entrenamiento de operadores, donde se tiene una representación de la planta con una simulación dinámica de los procesos de la planta acoplados con las estrategias de control y de ese modo formar los operadores para cuando entren en operación.
En el siguiente panel de discusión denominado “Escenario actual de los proyectos de producción de H₂ renovable y proyecciones futuras”, fue moderado por Pedro Montaner Izcue, Senior Hydrogen Technical Consultant, IDOM.
Jaime Rojas Blasco, director de ingeniería y proyectos de Hy Five (Plataforma de desarrollo, financiación, construcción y la gestión de activos, desde instalaciones de generación de energía renovable, a través de la producción y distribución de hidrógeno, almacenamiento intermedio e infraestructura de tuberías, hasta soluciones posteriores para consumidores industriales, térmicos, energéticos o móviles.
Jaime revindicó que ahora se encuentre inmersos en la planificación de red eléctrica para 2026-2031, por lo que los proyectos de hidrógeno se retrasaran mucho. Considera que los consumidores no quieren atarse con compromisos vinculantes de uso de H₂. Lo mejor es tener un producto que tenga interés, como puede ser metanol, con un mercado existente. Sin embargo, los proyectos de producción de metanol son complejos porque cubren la generación de electricidad renovable, planta de hidrógeno renovable, captura de CO₂, y posteriormente, la adicionalidad de la síntesis de metanol y su destilación. Ellos están embarcados en un proyecto de metanol en Gijón, habla con conocimiento.
Ohiana Goicoechea, Head of Hydrogen Business Development de Naturgy, expuso que ellos están involucrados en proyectos en zona de transición justa, zonas en la que históricamente han estado vinculadas al carbón.
Los derechos de conexión a la red eléctrica, al trabajar en aislado, no los necesitas. Por lo que, al echar la línea dedicada de las energías renovable al electrolizador, el paso de la infraestructura hasta la planta se complica de manera exponencial, ya que, no las comunidades autónomas no pueden expropiar de manera tan sencilla los terrenos de paso. Cosa que con los hidroductos se solucionó mediante uno de los RD en 2022.
Beatriz Almena Muñoz, gerente de desarrollo de negocio Iberia de Repsol, destacó que su compañía produce y consume 360 KTn H₂ año, casi 60% de demanda nacional de H₂. Al ya disponer de los actos delegados, se conocen las reglas de juego, lo que permite hacer modelos de negocio en función de lo establecido por normativa. Considera que las exenciones para los temas eléctricos serían muy útiles, ya que, impacta mucho en el LCOH (Leverage cost of hydrogen). Otros países están retirando los peajes a la electricidad para favorecer al sector.
A su vez, comentó una cosa muy cierta, las licitaciones de los proyectos están prolongándose más tiempo de lo habitual, ya que, las especificaciones de los equipos van más lento de lo que se presuponía.
José Gómez-Arroyo Bernabé, project director Power To X, de CIP (Copenhagen Infrastructure Partners) consideraba que el mercado de hidrógeno está más realista a medida que pasan los meses, debido a la trayectoria descendente del gas natural. José describió el proyecto Catalina, buque insignia de CIP, donde se pretende instalar 500 MW de electrólisis y tomar la decisión final de inversión (FID) en el segundo semestre de 2025.
El siguiente panel de discusión era sobre “Integración de energías renovables e hidrógeno para optimizar la producción”, moderado por Samuel Borroy, director del Área de Sistemas Eléctricos de CIRCE.
Roberto Asin Martin, asset management director de ACCIONAPLUG, destacó con firmeza que la correlación horaria tiene un impacto muy importante sobre el coste final del hidrógeno. Más si cabe cuando la renovable tiene un factor de capacidad de 2.000 o 3.000h, un electrolizador tiene que funcionar por encima de 8.000 h/año para lograr un precio razonable. Por lo que, la necesidad de PPAs (acuerdos de compraventa de energía) es casi obligatoria. PPAs solares existen y a un precio competitivo, sin embargo, es necesario hibridarlo con PPA eólicos (menos abundantes y más caros) para subir el factor de utilización del electrolizador.
Gerardo Fernandez Martin, socio de PwC, destacó que la posibilidad de producir hidrógeno bajo en carbono es buena opción para no limitarse al hidrógeno verde. Así que, emplear la red eléctrica te da opción a una configuración más idónea. Gerardo mencionó una cosa que suscribo totalmente, tenemos que cambiar el chip, los proyectos de hidrógeno no son como proyectos renovables, son proyectos industriales. Luego se observar al ir a por financiación, ya que, las exigencias son mayores, con EPCista potente, Tecnólogo de primer nivel… Obviamente, tiene mayor tasa de éxito producir hidrógeno renovable para clientes que si puedan el coste de al producto final (referencia a acero de automóvil o fertilizante al precio de la cebada y consecuentemente a la cerveza).
Nora Castañeda, Hydrogen Business Manager de Sener, destacó que es necesario valorar la estrategia de operación óptima. Para ello, la flexibilidad es clave. Sener para ello, está empleando todo el conocimiento que atesora en la casa desarrollado en la tecnología termosolar para los modelos de simulación. De hecho, las simulaciones estáticas y dinámicas le permiten conocer de una manera más fiable la degradación del stack, así diseñar, todo ello, lo mejor posible para operar más fiable.
Juan Fernández, Hydrogen Technology director de ATA Renewables, ve necesario un acople entre la energía solar y eólica, ya que, con solar solo no te va a valer, por mucho que aumentes capacidad, ya que, el consumidor industrial generalmente necesita en carga base el hidrógeno. Por lo que estas abocado a hibridar ambas tecnologías. Juan destacó que cada proyecto tiene que optimizarse en función de sus consumidores.
En la última presentación individual del congreso, Imanol Arrizabalaga Prado, Sales and BD director de Nel Hydrogen Electrolyser habló sobre “Nuevas capacidades de producción de electrolizadores y mejoras tecnológicas en desarrollo para el apoyo a empresas y proyectos pioneros de hidrógeno con energía renovable”. Bajo su perspectiva, el mercado está evolucionando hacia las grandes plantas. Ellos prevén una reducción de costes en la tecnología alcalina de 40% y un 70% en PEM para 2026.
A su vez, ha recalcado que la electricidad es el factor clave para un precio competitivo del hidrógeno renovable. Nel se centra mucho en el balance stack, en las plantas grandes el balance de planta tiene que ser optimizado por el cliente o ingenierías de referencia. Una cosa curiosa contó, que se están apoyando en General Motor para automatizar la planta de producción de stack que están desarrollando en USA. Por lo que, se espera que el sector se asemeje al sector automovilístico con la mítica cadena de montaje automatizada. En la siguiente imagen se puede visualizar el aspecto que tendría una planta de 100 MW PEM de NEL.
El Panel de discusión “Examen de las tecnologías de electrólisis existentes y escalabilidad de potencias de producción” moderado por Javier Banús Pallarés, (EPC director de CIP - Copenhagen Infrastructure Partners) ha comenzado destacando la importancia de un buen stack, ya que, durante la vida útil del proyecto será necesario sustituir probablemente 3 veces el stack.
En el debate participaron tres empresas del sector como son Ohmium, Bloom Energy y Plug Power. En primer lugar, ha participado Melchor Gamarro, business director South Europe de OHMIUM. Quien no le conozca a la empresa, es una empresa de fabricación de tecnología de electrolisis de PEM, que destacan por su modularidad. Melchor ha hecho hincapié en las dificultades que pueden encontrarse en el sector de fabricación con subcontratistas o vaivenes geopolíticos para la consecución de sus objetivos internos (como, por ejemplo, los retrasos de las flotas marítimas).
Luis Crespo, Energy Partner de Telam Global Partners (Empresa Bloom Energy), ha descrito a la compañía como líder mundial indiscutido de pilas de oxido sólido (1 GW en operación). La facturación de la empresa es mayor que la del resto de 6 competidores en la lista. Ese liderazgo se sustenta en la fiabilidad absoluta que ofrecen. Sus pilas de SOFC las ofrecen con una garantía de performance de 5,5 años (manteniendo la eficiencia), ya que, si se degrada alguna celda, la eficiencia baja un poco, pero al bajar la temperatura, se compensa y se garantiza la producción nominal del hidrógeno. La electrolisis de alta temperatura como es la SOEC (de oxido solido) necesita menos de 40% de potencia para la misma producción de hidrógeno en electrolisis de baja temperatura.
Jesús Montero, Sales Manager Spain & Portugal de Plug Power, destacó que los clientes a la hora de hacer sus elecciones de compra de los electrolizadores deben tener claro el efecto acumulativo de los errores de los diferentes equipos implicados, porque todo ello acaba repercutiendo al alcance final y suele generar desviaciones en la producción, si no se ha elegido un tecnólogo adecuadamente.
A su vez, ha destacado que las rampas de arranque de las energías renovables tienen que poder ser absorbidas por los electrolizadores sino estas perdiendo mucha capacidad de generación al cabo del año. Análogamente, Jesus destacó que para la construcción de su gigafactoria en Estados Unidos están contando con el apoyo del encargado de montar las gigafactorias de Tesla.
Guillermo Figueruelo, Head of Strategy and Business Development Area de Fundación Hidrógeno Aragón, aportó la visión del centro tecnológico de referencia de hidrógeno de España. Ellos han observado que, al seguir el perfil de energía renovable, aumenta la temperatura en la celda y aumento de voltaje de operación del stack. A su vez, que los ciclos de parada y arranque degradan la tecnología.
La presentación individual de Sacyr ha corrido de la mano de Kjeld Pelle Jarl Bokstijn, Hydrogen and derivatives Process Technology Expert y tratado sobre “Visión general de los derivados del H₂ renovable y sus usos: particularidades, procesos y estrategias de ejecución de proyectos”. Kjeld ha hecho un repaso de las diferentes moléculas que puedes generar partiendo de hidrógeno renovable.
Sobre todo, me ha gustado la gráfica donde ha resumido la eficiencia del proceso de generación de la molécula. Eficiencia de la formación del vector: Batería> H2> NH3>MEOH> CH4 >FT-eFuels. Por otra parte, ha destacado los principales licenciantes de procesos para captura de CO₂, clave para diseñar la planta de generación de derivados de hidrógeno.
En el penúltimo panel de día con nombre “De la concepción a la realidad: Escucha casos reales de proyectos de metanol y amoníaco verdes y sus cadenas de valor”, ha sido moderado por Rosa Sanchez, directora de BEQUINOR.
Juan Cano Ruiz, Head of Green Hydrogen and Innovation de Sacyr, ha destacado que la cadena de valor de metanol y amoníaco ya existe. Por lo que, solamente, descarbonizar eso, nos llevara a un conocimiento de tecnología de hidrógeno muy importante. Y ha dejado una frase para enmarcar “Invertir en innovación es caro, pero no invertir es carísimo”.
Nacho Dorado, H2, CCS & LNG BDM / PV Sales Manager de IDESA, ha mencionado que parecía el final de la etapa de Oil&Gas, pero ahora mismo, el sector de lo fabricación de tanques tiene una nueva vida con la transición energética, gracias a los tanques de hidrógeno y almacenamiento CO₂. También ha remarcado que les hacen muchas consultas técnicas. Y que no es lógico que les pregunten ¿oye Nacho, que tanque crees que sería mejor? Ellos, por mucho que tengas conocimiento, solamente fabrican, para eso ya están las ingenierías donde se diseña en función de las necesidades.
Miguel Martínez de Aguirre, H2 & derivates Project Developer de Exolum, destacó que la descarbonización de amoníaco tiene que darse, ya que es el 2º producto sintético más producido del mundo. Hoy en día los proyectos de amoníaco verde están a lado de los industriales, pero es posible que se vaya alejando hacia posiciones buenas para el flujo internacional, como los puertos. Por lo que una empresa como Exolum está muy bien posiciona para el futuro, debido a las ubicaciones estratégicas en las que se encuentra como puertos, aeropuertos o ferrocarril. Aunque la red eléctrica debería garantizar el acceso al que lo necesite, nunca debería de ser un cuello de botella.
Luis Carlos Correas Usón, responsable de Proyecto de Amoníaco Verde de Fertinagro Biotech, mencionó los eventos extraordinarios vividos en el sector de los fertilizantes los dos últimos años debido a la guerra de Ucrania y al aumento del precio del gas natural. Fertinagro Biotech producen más de 2MTn de fertilizantes anualmente, con más de 800 productos disponibles en disposición. Destacó que en un trabajo tremendo la integración de la producción de amoníaco, ya que, los tecnólogos de la separación de nitrógeno, electrolisis y Haber-Bosch (síntesis de amoníaco) son diferentes.
En el último Panel de discusión de Renmad hidrógeno 2024 “Entiende el rol de los e-fuels en la descarbonización del sector marítimo y aéreo: FuelEU Maritime y ReFuelEU Aviation”, moderado por Amos Fuentes Mellina, director de hidrógeno del grupo público naval, Navantia Seanergies.
Javier Cervera, presidente de la Alianza Net-Zero MAR, resaltó que la descarbonización vía e-fuel de todo el sector marítimo serían necesario más de 6.000 GW de energías renovables, para que tengáis una perspectiva del panorama global, de energía solar se instalan al año 200 GW en el mundo.
Feliu Sempere Nàcher, R&D Engineer de European project UP-to-ME, centró su actuación en el agua, ya que, cada vez se está convirtiendo más en un recurso crítico. Feliu comentó que las plantas de hidrógeno podrían establecerse en las cercanías de las plantas depuradoras para de ese modo valorizar el oxígeno producido en la aireación del tratamiento biológico.
Susana Carballo, VP Airframe Engineering de Airbus, destacó que el mundo es global debido, en gran parte, a la aviación. La globalización ha permitido conectar países, culturas y organizaciones derivando todo ello en el bien común. Aunque el sector de la aviación no sea un gran emisor, están firmemente comprometidos con los Acuerdos de Paris. Aunque no es nada nuevo, ya que en el sector aero-espacial la eficiencia siempre ha sido fundamental. Susana mencionó que los nuevos aviones grandes son más eficientes. Los aviones de Airbus, actualmente, disponen de motores donde es posible incluir 50% de SAF, pero la oferta es muy escasa y precios entre 3 y 6 veces más caro que el convencional. Me resulto muy curioso cuando hablo de imitar a la naturaleza y volar en formación de vuelo amigo (es decir, como los pájaros), hecho que puede reducir las emisiones un 10%. Tranquilos, esto hoy en día no se hace, aunque los aviones disponen de software anticolisión.
Raúl Martín, Head of Offshore Wind & New Technologies de Greenalia, recalcó la importancia del CO₂ biogénico, materia prima necesaria para la fabricación de las cadenas de hidrocarburos de los e-fuels. Para la obtención de e-keroseno, cada 1 Tn H₂, consume aproximadamente 6 Tn de CO₂, por lo que, la capacidad de almacenamiento del CO₂ no está acompasada con las necesidades del sector marítimo y aviación.
Con esto doy por finalizado el extenso resumen del congreso de Renmad hidrógeno 2024, si has llegado hasta aquí FELICIDADES (Acabas de leer 20 hojas de Word ;) ). Por el camino me he dejado otros temas interesantes que se han tratado en los dos días del evento, pero con esto creo que os lleváis un resumen muy completo.